Отчёт по практике Мамонтов С.Н.(1 курс). Миграция нефти и газа в горных породах
 Скачать 84.48 Kb.
|
СодержаниеВведение 4 Глава 1. Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и скопление углеводородов 7 1.1 Понятие и виды миграции нефти и газа 7 Глава 2 Первичная миграция нефти и газа 10 2.1 Миграция в нефтегазопроизводящих породах. Микронефть 10 2.2. Механизмы первичной миграции 15 2.2.1 Эмиграция углеводородов в водорастворенном состоянии 16 2.2.2 Эмиграция углеводородов в газорастворенном состоянии 19 2.2.3Эмиграция углеводородов в свободном состоянии 23 Заключение 27 Список литературы 30 ВведениеНа сегодняшний день в мире открыто около 38000 нефтяных и газовых месторождений, из которых только около 20 содержат каждое от 3 млрд. до 35 млрд. т нефти и около 10 - от 1 трлн. до 6 трлн. м3 газа. Однако механизм формирования скоплений газа, нефти и битумов до настоящего времени изучен не полностью. Это связано с тем, что в процессе формирования залежей нефти и газа основную роль играют растворимость и фильтрация углеводородов в неоднородной по проницаемости среде при меняющихся температуре и давлении, сорбционные явления, гравитационные разделения флюидов в пористой среде, химические превращения нефти и газа и т.д. (Высоцкий, 1986) Существуют две различные концепции происхождение нефти: биогенная (органическая), основоположником которой является М.В. Ломоносов, и глубинная абиогенная (минеральная, неорганическая) возникшая в середине XIX в. и сформулированная Д.И. Менделеевым как научная гипотеза. Первыми гипотезами неорганического происхождения нефти и газа является теория Бертелло 1866 года, который высказал предположение о том, что нефть образовалась в глубинных зонах земной коры из минеральных веществ. В 1877 году Д.И. Менделеев создал карбидную гипотезу о минеральном происхождении нефти в результате взаимодействия воды и карбидов железа. В 1892 году В.Д. Соколовым была выдвинута космическая гипотеза происхождения нефти, учитывая факты нахождения битумов в метеоритах и наличие углеводородов в хвосте некоторых комет. Еще одна - вулканическая гипотеза, признает возможность возникновения углеводородов в магматических очагах, залегающих в мантии в районах действующих и потухших вулканов. Начало органической гипотезе положил в 1757-1759 гг. М.В. Ломоносов. Существенный вклад в области химии нефти, жиров и жирных кислот в 80-90е гг. XIX в. внес К. Энглер. Он привлек внимание к жирам как наиболее вероятным исходным веществам для образования нефти. С 1904 г. провел большую работу Г. Потонье для познания каустобиолитов. Вместе с Энглером он показал, что жировыми веществами богаты и низшие растительные организмы. В.А. Соколов развивал идею о том, что начальная миграция нефти возможна лишь при высокой концентрации жидких УВ в исходном органическом веществе. Основываясь на достижениях геологии и геохимии, в рамках биогенной концепции выделились положения осадочно-миграционной теории образования нефти. Суть этой теории сводится к тому, что все горючие ископаемые признаются генетически родственными образованиями, связанными с биогенным живым веществом. Они возникли из отмерших концентрированных или рассеянных остатков ОВ живых организмов. Исходным веществом для образования нефти и газа были продукты распада и преобразования биогенного материала, в основном сапропелевого или гумусово-сапропелевого состава. Повышенные концентрации ОВ обычно накапливались в глинистых или глинисто-карбонатных осадках. В процессе литогенеза, начиная с седиментогенеза и далее в диагенезе и катагенезе, происходили преобразования донных отложений в осадочные горные породы, вместе с породами в результате разных процессов происходило преобразование находящегося в них органических веществ в кероген. Дальнейшее созревание керогена в зоне мезокатагенеза сопровождалось отделением от керогена углеводородных компонентов микронефти, генерация сопровождалась первичной миграцией углеводородных флюидов. Микронефть и газ мигрировали из нефтегазоматеринской породы в проницаемые пласты, коллекторы-проводники, по которым под действием градиента давления флюиды мигрировали в ловушки и формировали в них скопления - залежи нефти и/или газа. (Соболева, Гусева, 2010) В большинстве случаев нефть и газ генерируются не в тех породах, в которых находятся их скопления, поэтому возникает вопрос, как они переместились из материнских пород в породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Этот процесс очень сложный и до сих пор вызывает серьёзные дискуссии. Перемещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из неё в природные резервуары называется первичной миграцией. Она вызывает наибольшее количество вопросов, на многие из которых ответ пока не найден. Исследованием процессов первичной миграции углеводородов занимались И.О. Брод, С.Н. Белецкая, Г.М. Борова, А.Э. Конторович, В.А. Соколов, А.Е. Гуревич, Л.М. Зорькин, С.Г. Неручев, В.Д. Наливкин и многие другие. (Соболева, Гусева, 2010) На данный момент процессы миграции флюидов в недрах изучены недостаточно. Это очень важный вопрос, так как в результате миграции возникают скопления, залежи и месторождения углеводородов. Основное внимание при изучении этой проблемы следует обратить на время начала и длительность миграции, способы и формы миграции, их масштабы в земной коре, физико-химические особенности. Помимо первичной миграции выделяют так же вторичную и третичную. При вторичной миграции происходят процессы перемещения УВ внутри пласта - коллектора, что приводит в итоге к формированию залежи. Процесс третичной миграции, так же именуемый ремиграцией, имеет место быть при расформировании ранее образованных залежей и перетоке флюида в другие ловушки. Глава 1. Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и скопление углеводородов 1.1 Понятие и виды миграции нефти и газа Под миграцией нефти и газа понимают перемещение их в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность. Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, а также возможно перемещение углеводородов из одного пласта (толщи) в другой. Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Внутрипластовая миграция осуществляется в основном по порам и трещинам внутри пласта, межпластовая миграция - по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффузия). Внутрирезервуарная и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и вертикальное - нормальное к напластованию. Отсюда различают боковую и вертикальную миграцию. По характеру движения и в зависимости от физического состояния углеводородов различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора). По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцирующих) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией. 1.2 Факторы миграции и состояние мигрирующих углеводородов Современное представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих углеводородов заключается в следующем. Образовавшиеся в стадии диагенеза нефтяные углеводородов («юная» нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение углеводородов может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газового раствора доказана экспериментально. Реальным фактором первичной миграции газа и газового раствора является диффузия. Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, т.е. перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в больших масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1-2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии - это одна из наиболее распространенных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных поднятий. В алевролитах и глинах основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обуславливающее диффузию газа. По масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиграфическими экранами). Глава 2 Первичная миграция нефти и газа 2.1 Миграция в нефтегазопроизводящих породах. Микронефть В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Ловушка - часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м3. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1м 3 коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы. Как уже говорилось ранее различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную, вторичную и третичную миграцию. Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией. Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа или природных битумов.Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией. Первичная миграция углеводородов (УВ) представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного органического вещества (ОВ) и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов - субвертикальное, в область меньших пластовых давлений. Микронефть - это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных углеводородов УВ и 10-30 % смол и асфальтенов. Процесс образования микронефти начинается за счёт действия биогенных факторов на стадии седиментогенеза, развивается на стадии диагенеза и завершается интенсивной генерацией на стадии катагенеза - в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за счёт термолиза ОВ, где одновременно генерируется и жирный газ. Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже - кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 єС генерируют нефть. При этом минимальная концентрация ОВ, способная обеспечить промышленную нефтеносность принимается равной 0,4-0,5 % для глинистых пород и 0,1-0,2 % для карбонатных пород. Иногда нефтепроизводящие породы содержат повышенные и высокие концентрации рассеянного органического вещества (РОВ). Повышенные концентрации, достигающие 8 %, характерны для глинистых и глинисто-карбонатные пород. Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20 % характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты. Различия в минералогическом составе пород, составе и концентрации РОВ определяют разный характер процессов эмиграции продуктов катагенеза ОВ. Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также - уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления. Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость. Например, при насыщении нефти углекислым газом на 20 % её вязкость снижается в 5-6 раз. При быстром погружении ОПБ происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВПоД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВПоД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. Ряд исследователей считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов. На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации. В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты: эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий; эмиграция в свободном состоянии; эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе); эмиграция в диффузионной форме; эмиграция за счёт геодинамических явлений; стадийная эмиграция в зависимости от изменения Однако преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе. Впервые данные стадии и формы первичной миграции были выделены Б. Тиссо и Д. Вельте (1981). Затем рядом исследователей были уточнены их границы и произведена количественная оценка объёмов УВ, эмигрирующих в разных формах. 2.2. Механизмы первичной миграции Механизм миграции и эмиграции УВ до настоящего времени является предметом дискуссий, так как общепризнанной теории еще нет, хотя именно этот механизм определяет возможность появления скопления нефти или газа. Со стороны сторонников неорганического происхождения нефти эмиграция вызывает наибольшее количество возражений. В.Ф. Линецкий вообще считал невозможным процесс миграции углеводородов по материнским толщам, сложенным глинистыми породами из-за высокой сорбционной способности глин, их низкой проницаемости, которая уменьшается с глубиной. Сторонники осадочно-миграционной теории С.Г. Неручев и И.С. Ковачевой в 1965 году определили изменения состава флюидов в материнской породе в зависимости от расстояния до кровли коллектора. Они проанализировали состав нефтей палеозойского возраста в месторождениях Шпаковского и Туймановского Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и выяснили, что содержание N+S+O на расстоянии 14-16 метра до контакта с коллектором составляет 8,65%, а на расстоянии 0-2 м их 13,61%. Содержание углерода и водорода в данном случае уменьшается. Это служит доказательством перемещения УВ, при котором более тяжелые молекулы смол и асфальтенов сорбируются на минеральном матриксе породы, а лёгкие УВ свободно проникают вглубь коллектора. Перенос молекул нефти и газа внутри НГМП может осуществляться разными способами в зависимости от особенностей распределения этих молекул в материнской породе. Существует различные формы переноса в водорастворённом состоянии; в виде газовых растворов; в свободном состоянии. Экспериментально было выяснено, что растворимость жидких УВ в воде крайне мала и измеряется в пределах от 0.03 до 0.25 л/м3. До главной зоны нефтегазообразования видно, что жидкие УВ могут раствориться в воде, каковыми являются коллоидные и мицеллярные растворы, так как УВ плохо растворяются при такой температуре. Поэтому большинство жидких УВ способно растворяться в свободном состоянии за счет соотношения объёма генерации УВ с их количеством, способным раствориться в воде или газе. Глубже, на стадии нижней зоны газообразования жидкие УВ способны хорошо растворяться в газе, за счет его преобразования и уже возможна миграция в газовой форме. Главными агентами данного процесса являются давление и состав газа. Газ, в отличие от жидких УВ, хорошо растворяется в воде, поэтому форма его эмиграции определяется, прежде всего соотношением количества сгенерированного газа, поровой воды и растворимостью газа. Измеряется от 2.5 до 10 м3/м3. Итак, выяснено, что генерирующийся газ способен эмигрировать в водорастворённом состоянии за счет высоких температур и давлений, а также в виде попутного газа с жидкими УВ. |